intTypePromotion=3
Array
(
    [0] => Array
        (
            [banner_id] => 140
            [banner_name] => KM1 - nhân đôi thời gian
            [banner_picture] => 964_1568020473.jpg
            [banner_picture2] => 839_1568020473.jpg
            [banner_picture3] => 620_1568020473.jpg
            [banner_picture4] => 994_1568779877.jpg
            [banner_picture5] => 
            [banner_type] => 8
            [banner_link] => https://tailieu.vn/nang-cap-tai-khoan-vip.html
            [banner_status] => 1
            [banner_priority] => 0
            [banner_lastmodify] => 2019-09-18 11:11:47
            [banner_startdate] => 2019-09-11 00:00:00
            [banner_enddate] => 2019-09-11 23:59:59
            [banner_isauto_active] => 0
            [banner_timeautoactive] => 
            [user_username] => sonpham
        )

)

Nghiên cứu giải pháp nâng cao hiệu ích phát điện cho các trạm thủy điện trong bối cảnh phụ tải và thị trường điện Việt Nam

Chia sẻ: DanhVi DanhVi | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:8

0
6
lượt xem
0
download

Nghiên cứu giải pháp nâng cao hiệu ích phát điện cho các trạm thủy điện trong bối cảnh phụ tải và thị trường điện Việt Nam

Mô tả tài liệu
  Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

ỷ trọng nguồn thủy điện hiện chiếm tỷ trọng cao nhưng xu hướng sẽ giảm dần dẫn đến vị trí làm việc của trạm thủy điện cũng thay đổi. Biểu đồ phụ tải điện cũng có sự thay đổi theo hướng bất lợi cho thủy điện. Nhu cầu sử dụng điện cao lại xảy ra vào những tháng mà công suất phát của trạm thủy điện bị hạn chế. Hơn nữa, thị trường điện chuyển sang thị trường điện cạnh tranh đòi hỏi các trạm thủy điện, trong thiết kế cũng như trong vận hành, cần có những thay đổi phù hợp. Bài báo trình bày cơ sở khoa học, từ đó đưa ra giải pháp có xét đến phụ tải điện và thị trường điện nhằm tăng công suất khả dụng, do đó làm nâng cao hiệu ích phát điện cho trạm thủy điện, đồng thời làm giảm chi phí cho toàn hệ thống. Những kết quả thu được từ việc áp dụng tính toán cho hai trạm thủy điện trên sông Sê San cho thấy hiệu quả của phương pháp nghiên cứu.

Chủ đề:
Lưu

Nội dung Text: Nghiên cứu giải pháp nâng cao hiệu ích phát điện cho các trạm thủy điện trong bối cảnh phụ tải và thị trường điện Việt Nam

BÀI BÁO KHOA HỌC<br /> <br /> NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU ÍCH PHÁT ĐIỆN<br /> CHO CÁC TRẠM THỦY ĐIỆN TRONG BỐI CẢNH PHỤ TẢI<br /> VÀ THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VIỆT NAM<br /> Hoàng Công Tuấn1<br /> Tóm tắt: Tỷ trọng nguồn thủy điện hiện chiếm tỷ trọng cao nhưng xu hướng sẽ giảm dần dẫn đến vị<br /> trí làm việc của trạm thủy điện cũng thay đổi. Biểu đồ phụ tải điện cũng có sự thay đổi theo hướng<br /> bất lợi cho thủy điện. Nhu cầu sử dụng điện cao lại xảy ra vào những tháng mà công suất phát của<br /> trạm thủy điện bị hạn chế. Hơn nữa, thị trường điện chuyển sang thị trường điện cạnh tranh đòi hỏi<br /> các trạm thủy điện, trong thiết kế cũng như trong vận hành, cần có những thay đổi phù hợp. Bài<br /> báo trình bày cơ sở khoa học, từ đó đưa ra giải pháp có xét đến phụ tải điện và thị trường điện<br /> nhằm tăng công suất khả dụng, do đó làm nâng cao hiệu ích phát điện cho trạm thủy điện, đồng<br /> thời làm giảm chi phí cho toàn hệ thống. Những kết quả thu được từ việc áp dụng tính toán cho hai<br /> trạm thủy điện trên sông Sê San cho thấy hiệu quả của phương pháp nghiên cứu.<br /> Từ khóa: Thủy điện; Hệ thống điện; Thị trường điện; Điều tiết dài hạn<br /> 1. MỞ ĐẦU1<br /> Trong cơ cấu hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam<br /> thì nguồn thủy điện chiếm tỷ trọng cao (Chính<br /> phủ, 2016). Hầu hết các trạm thủy điện (TTĐ)<br /> vừa và lớn trên các dòng sông đã được xây dựng<br /> và đi vào vận hành. Các TTĐ này thường có hồ<br /> điều tiết dài hạn. Việc phát triển thêm các TTĐ,<br /> nhất là các trạm ở bậc thang phía trên sẽ có ảnh<br /> hưởng lớn đến chế độ làm việc của các TTĐ<br /> trên cùng hệ thống bậc thang. Do đó, hướng<br /> nghiên cứu sẽ tập trung sang nghiên cứu chế độ<br /> vận hành nhằm nâng cao hiệu ích phát điện<br /> đồng thời đảm bảo các yêu cầu lợi dụng tổng<br /> hợp. Mặc khác, phụ tải điện cũng có sự thay đổi<br /> đáng kể theo hướng bất lợi hơn đối với thủy<br /> điện. Theo đó, nhu cầu sử dụng điện ngày càng<br /> cao vào những tháng giao mùa từ mùa kiệt sang<br /> mùa lũ (Cục điều tiết điện lực, 2017b), khoảng<br /> thời gian mà các TTĐ không thể huy động được<br /> công suất lớn do cột nước giảm. Sự thay đổi<br /> theo hướng bất lợi này của phụ tải điện càng gây<br /> lên sự căng thẳng trong cân bằng năng lượng<br /> của hệ thống và khó khăn trong việc huy động<br /> nguồn điện. Hơn nữa, Chính phủ đã ban hành lộ<br /> 1<br /> <br /> Khoa Công trình, Trường Đại học Thủy lợi<br /> <br /> trình phát triển các cấp độ thị trường điện cạnh<br /> tranh ở Việt Nam (Chính phủ, 2013) đòi hỏi các<br /> TTĐ cũng phải có những thay đổi phù hợp về<br /> chế độ và tiêu chí vận hành.<br /> Từ đó cho thấy, việc nghiên cứu giải pháp<br /> cho các trạm thuỷ điện nhằm nâng cao hiệu ích<br /> phát điện cho TTĐ, đồng thời tăng khả năng<br /> thay thế của thủy điện góp phần làm giảm căng<br /> thẳng trong cân bằng công suất cho hệ thống, do<br /> đó làm giảm chi phí vận hành và đầu tư cho<br /> toàn hệ thống là rất thiết thực. Giải pháp đưa ra<br /> được áp dụng tính toán cho hai TTĐ điều tiết<br /> dài hạn trên sông Sê San.<br /> 2. CƠ SỞ KHOA HỌC ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP<br /> 2.1. Quan điểm tính toán xác định chế độ<br /> vận hành các TTĐ<br /> Chế độ vận hành của các TTĐ, nhất là các<br /> TTĐ có hồ điều tiết dài hạn phụ thuộc rất nhiều<br /> vào khả năng dự báo thủy văn, cơ cấu nguồn<br /> điện, đặc điểm của phụ tải điện và thị trường<br /> điện. Đa số các TTĐ lớn trên thế giới đều có hồ<br /> điều tiết dài hạn. Việc nghiên cứu tính toán các<br /> thông số của TTĐ cũng như xác định chế độ vận<br /> hành cho các hồ chứa loại này sẽ tùy thuộc vào<br /> từng nước. Vì mỗi nước đều có đặc thù riêng về<br /> chính sách giá điện, cơ cấu nguồn thủy điện<br /> <br /> KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018)<br /> <br /> 107<br /> <br /> trong hệ thống, đặc điểm phụ tải điện, mức độ<br /> tin cậy của dự báo thủy văn và phụ tải (P.<br /> Sengvilay, 2009; Pan Liu et al., 2012).<br /> HTĐ của nước ta càng ngày càng hoàn chỉnh<br /> làm cho việc trao đổi công suất, điện năng giữa<br /> các vùng không còn bị hạn chế. Hầu hết các<br /> TTĐ đều làm việc trong HTĐ quốc gia và<br /> chiếm một tỷ trọng cao (năm 2017 chiếm<br /> 38,3%). Nhưng chế độ làm việc của các TTĐ lại<br /> thay đổi tùy thuộc vào điều kiện thủy văn, khả<br /> năng điều tiết của hồ và do đó làm cho chế độ<br /> làm việc của các nguồn điện khác (nhiệt điện,<br /> nhập khẩu…) cũng thay đổi theo. Cho nên chế<br /> độ làm việc của các TTĐ ảnh hưởng rất lớn đến<br /> hiệu quả từng trạm, độ tin cậy cung cấp điện và<br /> hiệu quả kinh tế của toàn bộ HTĐ. Điều này đòi<br /> hỏi phải xác định chế độ làm việc của các TTĐ<br /> trên quan điểm có lợi cho toàn bộ hệ thống chứ<br /> không phải có lợi cho từng TTĐ.<br /> 2.2. Các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu ích<br /> phát điện của TTĐ<br /> 2.2.1. Phân bố điện năng đảm bảo theo<br /> thời gian<br /> Các TTĐ tham gia vào cân bằng công suất<br /> của HTĐ thông qua điện năng đảm bảo (Ebđ)<br /> hay công suất bảo đảm (Nbđ) từng tháng trong<br /> năm ứng với mức bảo đảm tính toán. Tiêu<br /> chuẩn đánh giá phân bố Ebđ hợp lý của các TTĐ<br /> là cực tiểu chi phí quy đổi của toàn HTĐ.<br /> Nghiên cứu các tài liệu thiết kế các TTĐ trước<br /> đây cũng như hiện nay cho thấy phân bố Ebđ được<br /> xác định theo nguyên tắc riêng không gắn với biểu<br /> đồ phụ tải, không phối hợp giữa các nhà máy điện<br /> như lưu lượng phát điện bằng hằng số hoặc công<br /> suất bằng hằng số v.v… Việc phân bố Ebđ theo<br /> cách áp đặt như thế sẽ dẫn đến tình trạng là khi hệ<br /> thống đòi hỏi nhiều thì các TTĐ lại phát ít mà khi<br /> hệ thống đòi hỏi ít thì lại phát nhiều làm cho chi<br /> phí của hệ thống tăng lên. Rõ ràng, phân bố hợp lý<br /> Ebđ theo các tháng của các TTĐ phải được xác<br /> định theo quan điểm hệ thống trên cơ sở phối hợp<br /> sự làm việc giữa các TTĐ và các trạm nhiệt điện<br /> (TNĐ) trong cân bằng năng lượng của toàn hệ<br /> thống. Do đó việc phân bổ phụ thuộc rất nhiều vào<br /> trạng thái của HTĐ (biểu đồ phụ tải, tương quan<br /> giữa nguồn và phụ tải, cơ cấu nguồn, thị trường<br /> <br /> 108<br /> <br /> điện, sự phát triển các bậc thang thủy điện, đặc<br /> điểm của các nhà máy điện v.v…). Vấn đề phân<br /> bố hợp lý Ebđ của các TTĐ có ý nghĩa lớn về mặt<br /> kinh tế nhưng lại là một vấn đề hết sức phức tạp<br /> đòi hỏi phải có thời gian và phối hợp nghiên cứu.<br /> 2.2.2. Phương pháp xác định chế độ làm<br /> việc cho TTĐ<br /> Các phương pháp tính toán thủy năng sử<br /> dụng trong thiết kế để xác định điện năng của<br /> các TTĐ đều dựa trên cơ sở biết trước phân bố<br /> lưu lượng thiên nhiên. Trong thực tế chế độ<br /> dòng chảy trên tất cả các sông ở nước ta rất<br /> không ổn định và khả năng dự báo dài hạn lại<br /> chưa đáp ứng độ tin cậy, có nghĩa là trong điều<br /> kiện vận hành chúng ta không biết trước được<br /> phân bố lưu lượng thiên nhiên trong vòng một<br /> năm. Thêm vào đó, để đánh giá sản lượng điện<br /> hàng năm của các TTĐ điều tiết năm, mùa (hầu<br /> hết các TTĐ lớn của nước ta thuộc loại này),<br /> thường được sử dụng cùng một phương thức<br /> cấp trữ nước và sử dụng hết dung tích hữu ích<br /> vào cuối mùa kiệt đối với bất kỳ năm thủy văn<br /> nào. Điều này sẽ làm giảm Nkd, do đó làm giảm<br /> hiệu quả năng lực của các TTĐ. Nhiều TTĐ khi<br /> tính toán thủy năng thường dựa trên các phương<br /> pháp và tiêu chí riêng mà chưa gắn với phụ tải<br /> dẫn đến những bất cập khi các trạm đi vào vận<br /> hành. Đối với các TTĐ có vai trò quan trọng<br /> trong hệ thống, khi tính toán thủy năng xác định<br /> các thông số đã xét đến sự tham gia của chúng<br /> trong cân bằng năng lượng của hệ thống. Tuy<br /> nhiên, khi phụ tải cũng như cơ cấu nguồn thay<br /> đổi cần có những điều chỉnh trong tính toán cho<br /> phù hợp (Hồ Ngọc Dung, 2017; Hoàng Công<br /> Tuấn, 2017b). Hơn nữa, thực tế sử dụng các<br /> phương pháp tính toán khác nhau cũng cho kết<br /> quả khác nhau đáng kể (Hoàng Công Tuấn,<br /> 2017a), dẫn đến không đánh giá chính xác được<br /> khả năng của các TTĐ. Để khắc phục những<br /> điều nói trên cần sử dụng một phương pháp tính<br /> thủy năng thích hợp có xét đến phụ tải với điều<br /> kiện thông tin dài hạn dài hạn về thủy văn<br /> không đủ độ tin cậy.<br /> 2.2.3. Sự phát triển của Thủy điện và thay<br /> đổi cơ cấu nguồn điện<br /> Theo Quy hoạch sơ đồ điện VII điều chỉnh<br /> <br /> KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018)<br /> <br /> (Chính phủ, 2016), tỷ trọng nguồn nhiệt điện<br /> ngày càng tăng và tỷ trọng của nguồn thủy điện<br /> ngày càng giảm (năm 2017 chiếm 38,3%, nhưng<br /> dự kiến đến năm 2020 thủy điện chỉ chiếm 25%<br /> và năm 2030 chỉ còn 15%). Điều này dẫn đến<br /> các TTĐ trước đây chạy đáy sẽ có xu hướng<br /> chuyển dần lên chạy đỉnh đòi hỏi phạm vi thay<br /> đổi công suất lớn hơn. Mặt khác, với sự phát<br /> triển thêm các TTĐ, nhất là các trạm ở bậc<br /> thang phía trên sẽ dẫn đến nhiều thông số thiết<br /> kế trước đây của các TTĐ phía dưới không còn<br /> phù hợp và có ảnh hưởng lớn đến chế độ làm<br /> việc của các TTĐ trên cùng hệ thống bậc thang.<br /> Đó cũng là một phần lý do cộng với do nhu cầu<br /> phụ tải cao ở những tháng 6, 7 mà hiện đang có<br /> nhiều dự án mở rộng các TTĐ đang vận hành<br /> như Hòa Bình, Ialy, Trị An, Thác Mơ. Điều này<br /> cho thấy, nếu có biện pháp nâng cao công suất<br /> khả dụng của các TTĐ đang vận hành vào thời<br /> đoạn này sẽ rất có lợi cho bản thân trạm đó cũng<br /> như làm giảm chi phí cho toàn hệ thống.<br /> <br /> 2.2.4. Đặc điểm của phụ tải điện và phát<br /> triển thị trường điện cạnh tranh<br /> Đặc điểm phụ tải điện của Việt Nam có sự<br /> thay đổi đáng kể theo thời gian. Trước đây, phụ<br /> tải của những tháng giao mùa (các tháng 6, 7, 8)<br /> thường nhỏ hơn nhiều những tháng cuối năm.<br /> Phụ tải điện lớn nhất thường rơi vào tháng 11 và<br /> 12 là những tháng đầu mùa kiệt nên mực nước<br /> hồ đang ở mức cao. Trong những năm gần đây<br /> và dự báo trong những năm tới, nhu cầu sử dụng<br /> điện trong những tháng này lại là những tháng<br /> lớn nhất trong năm (Hình 1). Khoảng thời gian<br /> này các TTĐ không thể huy động được công<br /> suất lớn do cột nước giảm. Hơn nữa, do đại bộ<br /> phận các TTĐ vừa và lớn ở nước ta đều lắp<br /> Tuabin Tâm trục (Thủy điện Sơn La, Hòa Bình,<br /> Lai Châu, Ialy, Trị An, …). Đặc điểm của loại<br /> Tuabin này là công suất khả dụng (Nkd) giảm<br /> nhanh khi cột nước giảm (nhỏ hơn cột nước tính<br /> toán), nhất là các TTĐ có cột nước cao và có<br /> nhiệm vụ phòng lũ.<br /> <br /> Hình 1. Biểu đồ phụ tải nhất lớn nhất năm HTĐ toàn quốc năm 2004 và 2017<br /> Trong điều kiện đó, ở các tháng giao mùa các<br /> TTĐ phải làm việc rất căng thẳng không thể<br /> đảm bảo sửa chữa đầy đủ. Do đó, hệ thống phải<br /> lắp thêm công suất dự trữ sửa chữa ở các TNĐ.<br /> Điều này làm giảm công suất thay thế của TTĐ.<br /> Sự thay đổi theo hướng bất lợi này của phụ tải<br /> điện làm khó khăn trong việc huy động nguồn<br /> điện và gây lên sự căng thẳng trong cân bằng<br /> năng lượng của toàn hệ thống. Như vậy, nếu có<br /> <br /> giải pháp làm tăng được Nkd của TTĐ ở những<br /> tháng này sẽ mang lại lợi ích rất lớn.<br /> Về thị trường điện, từ cơ chế độc quyền kinh<br /> doanh điện chuyển sang thị trường điện cạnh<br /> tranh với lộ trình phát triển các cấp độ thị<br /> trường điện lực đã được phê duyệt (Chính phủ,<br /> 2013; Bộ Công thương, 2017). Theo đó, thị<br /> trường điện gồm 3 cấp độ: thị trường phát điện<br /> cạnh tranh (2005-2014), thị trường bán buôn<br /> <br /> KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018)<br /> <br /> 109<br /> <br /> điện cạnh tranh (2015-2021) và thị trường bán<br /> lẻ điện cạnh tranh (từ sau 2021). Hiện nay đang<br /> ở trong giai đoạn thí điểm của thị trường bán<br /> buôn điện cạnh tranh (2017-2018). Giai đoạn thị<br /> trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh sẽ<br /> vận hành từ năm 2019.<br /> Trong phương pháp tính giá điện theo cơ chế<br /> của thị trường điện cạnh tranh thì thành phần giá<br /> điện bao gồm giá điện năng và giá công suất<br /> (Cục điều tiết điện lực, 2016, 2017a), và có tính<br /> đến đặc điểm của phụ tải điện. Theo đó, giá<br /> công suất cao tập trung vào những giờ phụ tải<br /> cao trong ngày và những tháng phụ tải cao trong<br /> năm. Điểm đáng lưu ý là trong những tháng phụ<br /> tải cao thì khả năng phát công suất (hay Nkd)<br /> của thủy điện lại bị hạn chế do cột nước giảm.<br /> Điều này không chỉ ảnh hưởng đến hiệu ích của<br /> thủy điện mà còn gây khó khăn trong việc huy<br /> động nguồn, làm căng thẳng trong cân bằng<br /> công suất và dẫn đến tăng chi phí cho toàn hệ<br /> thống.Vì thế, giải pháp trong thiết kế cũng như<br /> vận hành nhằm làm tăng công suất của thủy<br /> điện trong giai đoạn này phải được tính đến.<br /> 2.3. Phương pháp đánh giá khả năng nâng<br /> cao hiệu ích làm việc của các TTĐ<br /> Việc lựa chọn các thông số trong thiết kế<br /> cũng như việc xác định chế độ làm việc trong<br /> vận hành của TTĐ, nhất là với các TTĐ lớn cần<br /> đứng trên quan điểm hệ thống thông qua phân<br /> tích kinh tế trên cơ sở đánh giá hiệu quả thay thế<br /> của nó. Trong phân tích kinh tế thì những gì làm<br /> giảm thu nhập quốc dân được gọi là chi phí, còn<br /> những gì làm tăng thu nhập quốc dân được gọi<br /> là lợi ích. Với quan điểm đó thì thu nhập dòng<br /> (NPV) quy về thời điểm hiện tại của một dự án<br /> thủy điện được xác định như công thức (1).<br /> (1)<br /> Trong đó,<br /> : Chi phí thay thế đối với các<br /> ngành lợi dụng tổng hợp thứ i. Đây chính là<br /> toàn bộ chi phí mà ta tiết kiệm được do có dự án<br /> thủy điện mà ta không phải xây dựng một công<br /> trình có lợi ích tương đương đối với ngành i; n:<br /> là số ngành tham gia lợi dụng tổng hợp;<br /> :<br /> Toàn bộ chi phí vào dự án thủy điện. Nếu chỉ<br /> xét đến hiệu quả kinh tế về mặt năng lượng và<br /> 110<br /> <br /> dự án thay thế là nhiệt điện, trong trường hợp<br /> này công thức (1) có dạng.<br /> (2)<br /> Trong đó,<br /> thế;<br /> <br /> : Chi phí đầu tư vào TNĐ thay<br /> <br /> : Chi phí hàng năm mà chủ yếu là chi<br /> <br /> phí nhiên liệu tiết kiệm được ở TNĐ;<br /> : Chi<br /> phí vào TTĐ nghiên cứu.<br /> Để đánh giá đúng hiệu quả thay thế về mặt<br /> năng lượng của TTĐ theo công thức (2) cần xác<br /> định chính xác công suất thay thế của nó. Công<br /> suất thay thế của TTĐ nghiên cứu được xác<br /> định theo công thức (3).<br /> (3)<br /> Trong đó,<br /> <br /> : Công suất thay thế của TTĐ;<br /> <br /> : Tổng công suất lắp máy của các TNĐ<br /> khi chưa có TTĐ;<br /> : Tổng công suất lắp<br /> máy của các TNĐ khi có TTĐ.<br /> Các giá trị<br /> và<br /> được xác<br /> định từ cân bằng công suất của toàn bộ hệ thống<br /> khi không có và khí có TTĐ nghiên cứu tham<br /> gia. Như vậy, để tăng hiệu quả kinh tế của TTĐ<br /> cần nâng cao được công suất thay thế của nó.<br /> Nghiên cứu giải pháp làm tăng được Nkd của<br /> TTĐ vào những thời gian phụ tải cao và cột<br /> nước của thủy điện thấp sẽ làm giảm được công<br /> suất của TNĐ, nhất là phần công suất dự trữ sửa<br /> chữa ở TNĐ, do đó sẽ tăng được công suất thay<br /> thế. Điều này không chỉ cho phép làm giảm chi<br /> phí đầu tư vào nhiệt điện mà còn làm giảm chi<br /> phí nhiên liệu của nhiệt điện.<br /> Nghiên cứu số liệu vận hành thực tế và kết<br /> quả tính toán vận hành theo các phương thức<br /> trước đây (Nguyễn Duy Liêu, 2005) cho thấy<br /> cột nước phát điện ở những tháng 6, 7 thường<br /> rất thấp, gần với Hmin làm cho công suất giảm<br /> nhỏ dẫn đến khả năng tham gia làm việc trong<br /> hệ thống của TTĐ bị giảm đáng kể. Điều này,<br /> một phần là do sử dụng cùng một phương thức<br /> cấp trữ nước và dung tích hữu ích thường được<br /> sử dụng hết vào cuối mùa kiệt đối với tất cả các<br /> năm thủy văn. Tiếp đến, là do hình dáng của<br /> biểu đồ điều phối được xây dựng dựa trên phân<br /> bố công suất bảo đảm theo phụ tải điện và thị<br /> <br /> KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018)<br /> <br /> trường điện trước đây nên không còn phù hợp.<br /> Ngoài ra, với sự phát triển nhanh của nhiệt điện<br /> cũng làm giảm đi sự quan tâm đúng mức đến<br /> những ưu thế và vai trò của thủy điện trong cân<br /> bằng năng lượng của hệ thống. Đối với thủy<br /> điện, sự điều chỉnh phương thức vận hành và<br /> lựa chọn thông số phù hợp có xét đến phụ tải có<br /> thể làm giảm đáng kể chi phí cho toàn hệ thống.<br /> Trong phạm vi nghiên cứu này sẽ đưa ra một<br /> số khả năng cho phép làm tăng Nkd của TTĐ.<br /> Với TTĐ trong giai đoạn thiết kế có thể nghiên<br /> cứu lựa chọn hợp lý cột nước tính toán (Hoàng<br /> Công Tuấn, 2017b) hoặc thông số hồ chứa. Với<br /> TTĐ đang vận hành, tùy vào đặc điểm từng<br /> trạm cần xác định chế độ vận hành hợp lý trên<br /> cơ sở phụ tải điện và cơ chế giá điện cạnh tranh.<br /> Nghiên cứu được áp dụng tính cho hai TTĐ<br /> điều tiết dài hạn trên bậc thang thủy điện của<br /> sông Sê San.<br /> 3. ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU<br /> Sông Sê San có trữ năng thủy điện đứng thứ 3<br /> sau sông Đà và sông Đồng Nai. Trên sông Sê<br /> San hiện có 07 TTĐ đang vận hành, gồm<br /> Thượng Kontum vận hành năm 2009; Pleikrông<br /> năm 2007; Ialy năm 2000; Sê San 3 và Sê San<br /> 3A năm 2006; Sê San 4 năm 2009; Sê San 4A<br /> năm 2011. Các TTĐ này có nhiệm vụ phát điện<br /> là chính. Phạm vị áp dụng tính toán trong nghiên<br /> cứu này là 02 TTĐ Pleikrông bậc trên và Ialy bậc<br /> dưới. Đây là 2 trạm có hồ điều tiết dài hạn, có<br /> ảnh hưởng lớn đến cả bậc thang và cùng thuộc<br /> quản lý vận hành của Công ty thủy điện Ialy.<br /> TTĐ Ialy được nghiên cứu thiết kế cách đây<br /> hơn 20 năm. Khi đó, thủy điện Ialy là nguồn<br /> điện có công suất lớn thứ 2 trong HTĐ, sau thủy<br /> điện Hòa Bình. Do có tỷ trọng lớn trong hệ<br /> thống nên TTĐ Ialy ngoài nhiệm vụ chạy đỉnh<br /> còn làm việc ở cả phần thân của biểu đồ phụ tải.<br /> Với sự phát triển nhanh của quy mô HTĐ Việt<br /> Nam thì tỷ trọng của thủy điện dần chiếm tỷ lệ<br /> nhỏ hơn trong hệ thống. Do đặc điểm có thể<br /> điều chỉnh công suất phát rất nhanh nên các<br /> TTĐ được giao nhiệm vụ phủ đỉnh cho biểu đồ<br /> phụ tải, càng về sau ý nghĩa của việc huy động<br /> được công suất lớn vào giờ cao điểm và những<br /> tháng cao đểm sẽ càng trở nên quan trọng.<br /> <br /> TTĐ Pleikrông là bậc thang phía trên của<br /> TTĐ Ialy nhưng lại được xây dựng và đi vào<br /> vận hành sau. TTĐ Pleikrông có dung tích điều<br /> tiết lớn sẽ làm dòng chảy đến hồ thủy điện Ialy<br /> được điều hòa hơn. Lưu lượng phát điện của<br /> TTĐ Ialy sẽ được điều tiết bởi hồ chứa Ialy và<br /> của hồ Pleikrông, làm tăng khả năng phát trong<br /> mùa kiệt, do đó nếu không có biện pháp tăng<br /> Nkd thì đây sẽ là sự lãng phí lớn. Một số thông<br /> số thiết kế của TTĐ Ialy trước đây không còn<br /> phù hợp. Đó cũng là một phần lý do mà hiện<br /> đang có dự án mở rộng thủy điện Ialy thêm 2 tổ<br /> máy với công suất 180 MW/tổ máy.<br /> TTĐ Ialy, theo thiết kế có hct = 25,0 m, các<br /> cột nước Hmax = 204,3 m; Htb = 188,2 m; Htt =<br /> 190,0 m; Hmin = 171,9 m. Đây là TTĐ cột nước<br /> cao, chế độ mực nước hồ ảnh hưởng ít đến cột<br /> nước (do hct/Hmax = 0,12 nhỏ). Tuy nhiên, chênh<br /> lệch giữa Htt và Hmin lại khá lớn (18,1 m), lớn<br /> hơn nhiều sự chênh lệch giữa Hmax và Htt (14,3<br /> m), thậm chí Htt lớn hơn Htb. Nếu chế độ vận<br /> hành làm cho mực nước hồ giảm dẫn đến cột<br /> nước giảm nhỏ hơn Htt sẽ làm cho Nkd giảm<br /> nhanh. Điều này cần được lưu ý trong bối cảnh<br /> phụ tải điện yêu cầu cao ở những tháng mà mực<br /> nước hồ nhỏ.<br /> Theo thiết kế TTĐ Pleikrông có độ sâu công<br /> tác của hồ chứa hct = 33 m, các cột nước đặc<br /> trưng: Hmax = 57,5 m; Htb = 45,0 m; Htt = 34,0<br /> m; Hmin = 22,2 m. Đây là dạng TTĐ có cột nước<br /> trung bình thấp, với đại lượng đặc trưng cho<br /> mức độ ảnh hưởng của chế độ mực nước hồ đến<br /> cột nước hct/Hmax = 0,57 lại cao. Cho nên dao<br /> động mực nước hồ có ảnh hưởng rất lớn đến cột<br /> nước phát điện, để tăng công suất đòi hỏi có<br /> phương thức vận hành sao cho mực nước hồ có<br /> thể được duy trì ở mức cao.<br /> Từ phương pháp luận nêu trên, để đánh giá<br /> hiệu ích của TTĐ, tác giả áp dụng tính toán cho<br /> cả trường hợp trong giai đoạn thiết kế và trong<br /> giai đoạn vận hành. Trường hợp thiết kế, theo tư<br /> vấn thiết kế thì các tổ máy mở rộng của thủy điện<br /> Ialy có cột nước phát điện tương tự như các tổ<br /> máy hiện có. Nghiên cứu cơ sở khoa học, đánh<br /> giá sự ảnh hưởng của việc lựa chọn Htt đến hiệu<br /> quả kinh tế của TTĐ đã được tác giả trình bày<br /> <br /> KHOA HỌC KỸ THUẬT THỦY LỢI VÀ MÔI TRƯỜNG - SỐ 61 (6/2018)<br /> <br /> 111<br /> <br />

CÓ THỂ BẠN MUỐN DOWNLOAD

AMBIENT
Đồng bộ tài khoản